Ölsand ist ein Gemenge aus Ton, Silikaten, Wasser, Rohöl und weiteren unterschiedlich zusammengesetzten Kohlenwasserstoffen, die meist eine Vorstufe (Bitumen, Kerogen und andere) von Erdöl sind. Die bedeutendsten Vorkommen sind in Kanada und Venezuela.

Ölsand wird im Tagebau gefördert und die Rohprodukte hauptsächlich mit In-situ-Methoden gewonnen. Eine Gewinnung von Ölsanden aus tieferen Erdschichten ist ebenfalls möglich, beispielsweise zu früherer Zeit in Wietze. Dort wurde eine wenige hundert Meter tiefe Erdöl-Speicherlagerstätte bergmännisch abgebaut. Aufgrund steigender Ölpreise und technischer Fortschritte wird die Produktion immer rentabler. Die Regierung Kanadas befürwortet die Ausbeute von Ölsanden und sieht hierin einen wichtigen zukunftssicheren Wirtschaftsfaktor.

Zusammensetzung

Ölsand ist hydrophil, das heißt: zwischen dem Sandkorn und dessen Kohlenwasserstoffhülle befindet sich ein sehr feiner Wasserfilm. Der Kohlenwasserstoffanteil in den Sanden liegt zwischen einem und 18 %. Ölsand mit einem Kohlenwasserstoffgehalt von unter 6 % abzubauen ist technisch möglich, jedoch zurzeit (Stand 2007) unwirtschaftlich. Im Durchschnitt wird aus 2 Tonnen Ölsand ein Barrel (159 Liter) Rohöl gewonnen.

Vorkommen

Athabasca-Ölsand

Ölsandlagerstätten gibt es auf der ganzen Welt, die größten befinden sich in Venezuela und Alberta, Kanada. Die Ölsandvorräte könnten rund zwei Drittel der weltweiten Öl-Ressourcen ausmachen.

Orinoco-Ölsand

Etwa ein Drittel der weltweiten Ölsandvorkommen mit 1800 Milliarden Barrel (≈ 2,86 km³) Öläquivalent lagert am Orinoco in Venezuela.

Athabasca-Ölsand

Ein weiteres Drittel mit 1700 Milliarden Barrel (≈ 2,70 km³) lagert in Kanadas westlichster Prärieprovinz Alberta in den so genannten Athabasca-Ölsanden. Davon sind gegenwärtig etwa 180 Milliarden Barrel wirtschaftlich abbaubar. (Stand 2006) [1]

Weitere Lagerstätten

Weitere Lagerstätten befinden sich in Saudi-Arabien und anderen Ländern des Nahen Ostens. In den USA sind die Utah-Ölsande mit 32 Milliarden Barrel bedeutend. Deutsche Vorkommen in der Lüneburger Heide bei Wietze wurden von 1918 bis 1964 bergmännisch abgebaut.

Abbau und Gewinnung

Ölsand-Tagebau der Syncrude Canada Ltd. in Alberta

Der Ölsandabbau kann im Tagebau oder in situ erfolgen. Die Auswahl des Gewinnungsverfahrens erfolgt nach wirtschaftlichen Gesichtspunkten. Der Hauptfaktor dabei ist die Deckgebirgsmächtigkeit. Beim momentanen Stand der kanadischen Ölsandförderung liegt die Wirtschaftlichkeitsgrenze bei 75 m Deckgebirgsmächtigkeit.

Tagebau

Oberflächennahe Ölsandlagerstätten können – ebenso wie andere Rohstoffe – im Tagebau gewonnen werden.

in-situ-Verfahren

SAGD-Förderbohrung
Dampferzeuger

Unterirdische Lagerstätten können in situ, das heißt an Ort und Stelle, gewonnen werden. Dabei wird das Bitumen durch verschiedene Verfahren vom Sandkorn getrennt und fließfähiger gemacht, um es abzupumpen.

Es gibt vier hauptsächliche in-situ-Techniken, die alle nach dem gleichen Prinzip funktionieren. Durch Hitzeeinwirkung werden die langkettigen Kohlenwasserstoffe aufgespalten. Dadurch nimmt die Viskosität des Bitumens ab; es wird fließfähiger. Anschließend wird das Rohöl abgepumpt.

SAGD (englisch steam assisted gravity drainage)

Dampfunterstützte Schwerkraftdrainage: durch eine Bohrung wird Wasserdampf in das Gestein gepresst. Das Bitumen ist schwerer als der Wasserdampf und folgt der natürlichen Fließrichtung. Es wird über eine zweite, tiefere Bohrung abgepumpt.

CSS (englisch cyclic steam stimulation)

Zyklische Dampfstimulation: durch eine Bohrung wird Dampf in die Lagerstätte gepresst und anschließend durch dieselbe Bohrung das Dampf-Öl-Gemisch abgepumpt. Danach beginnt der Zyklus von vorn.

THAI (englisch toe to heel air injection)

Zehe-Ferse-Luftspülung: Durch eine Bohrung wird Luft in die Lagerstätte gepresst, die das Öl zur zweiten Bohrung hindrückt, wo es abgepumpt wird.

VAPEX (englisch vapor extraction process)

Lösemittelverfahren: Der Vorgang ähnelt dem SAGD-Verfahren, es werden jedoch anstelle von Wasserdampf Lösungsmittel injiziert, die das Bitumen vom Sand lösen. Das Verfahren nimmt gleichzeitig einen Teil der Aufbereitung vorweg.

Aufbereitung

Das im Tagebau oder in situ gewonnene Bitumen muss in mehreren Schritten (Waschen, Brechen) zu synthetischem Rohöl aufbereitet werden, um es für die Raffination vorzubereiten.

Das im Tagebau gewonnene Bitumen wird zunächst gewaschen, um es grob vom Sand zu trennen. In einem Silo wird diese Mixtur aus Wasser und Ölsand gelagert und mit Trennungsmitteln zur „Separation“ bewegt. Dabei sinkt der schwere Sand nach unten, das Rohöl sammelt sich im Schaum ganz oben. Die „Midlings“, immer noch gemischte Bestandteile des Separationsprozesses, werden einer weiteren Separation unterzogen.

Nun kommt es zum „Upgrading“ ,der Umwandlung von Bitumen zu synthetischem Rohöl. Grundsätzlich wird hierbei die Aufspaltung der langkettigen Kohlenwasserstoffe durch Temperatur, Katalysatoren, Wasserstoff-Zugabe (zur Erhöhung des Wasserstoff-zu-Kohlenstoff-Verhältnisses) angestrebt. Anschließend wird es von unerwünschten Begleitstoffen (Schwefel, Salz) gereinigt. Das entstandene schwefelarme „sweet crude-oil“ ist leicht zu raffinieren und weiterzuverarbeiten.

Kosten und Wirtschaftlichkeit

Die kanadischen Athabasca-Ölsandminen können mit dem gegenwärtigen Heißwasser-Prozess geschätzte 750.000 Barrel (119.250 m³) Rohöl pro Tag liefern. Da nach Überschreiten des globalen Ölfördermaximums die Kapazität der herkömmlichen Ölquellen zurückgeht, werden nichtkonventionelle Ölressourcen wie Ölsand künftig zunehmend zur Ölgewinnung herangezogen werden. Viele Experten bezweifeln jedoch, dass durch die Förderung von Ölsanden der zu erwartende Förderrückgang des konventionellen Öls ausgeglichen werden kann.

Im Jahr 2002 führte die Einbeziehung des Ölsandes in die Berechnung der wirtschaftlich förderbaren Ressourcen zu einem sprunghaften Anstieg der weltweiten Erdölreserven um 17,8 % beziehungsweise 25 Milliarden Tonnen. Allerdings ist die Gewinnung aus Ölsand nicht äquivalent zur Förderung konventionellen Erdöls und der Zuwachs daher kritisch zu betrachten.

Im Jahr 2004 wurden täglich 1 Million Barrel (159.000 m³) Bitumen aus Ölsand gewonnen. Die Produktionskosten sollen derzeit (Stand 2005) unter 20 US-Dollar pro Barrel liegen. Die Produktionskosten von Rohöl aus Ölsanden sind hingegen höher und betragen bis zu 40 US-Dollar je Barrel (Stand 2003).[2]

Die Kostenfrage ist mittlerweile unternehmensseitig die größte Herausforderung bei der Exploration der kanadischen Athabasca-Vorkommen. Die noch nicht aktiv an der Ölsandförderung beteiligte Firma Western Oil Sands äußerte deutliche Sorge, dass ihre geplanten Aufwendungen für die Ölsandförderung aus dem Ruder laufen könnten. Einem Bericht des Rohstoff-Infodienstes platts.com vom 6. Juli 2006 zufolge habe Western Oil Sands seine anfängliche Budgetfestlegung von 13,5 Milliarden Kanadische Dollar (zirka 12,2 Milliarden US-Dollar) bereits um 50 % überschritten. Auch die bereits voll produktiven Firmen wie Suncor Energy sind besorgt hinsichtlich der Kosten geplanter Expansionen.

Die Berechnung der Kosten und Wirtschaftlichkeit einer Förderung von Ölsanden ist schwierig, da unklar ist, in welcher Höhe ökologische Kosten einberechnet werden müssen.

Viele Investoren bevorzugen Ölsand-Unternehmen, weil diese kein Explorationsrisiko beinhalten, das heißt nie ohne Rohstoffe dastehen werden, wie es konventionellen Ölförderern und anderen Bergbaugesellschaften blühen kann, wenn sie keine neuen Vorkommen mehr finden.[3]

Umweltauswirkungen und Klimaschutz

Nachteile des Verfahrens sind der große Wasserverbrauch, der Energiebedarf zum Erzeugen des Dampfes, das Problem der Wasserentsorgung, mögliche unterirdische Umweltschäden und der Verlust an Wäldern und Mooren. Kritiker machen geltend, dass der massive Wasserverbrauch einer Produktion in großem Stil im Wege steht. Befürworter halten dagegen, dass technische Verbesserungen die Effizienz des Wassereinsatzes steigern werden.

Die Bergbauextraktion des Ölsandes hat eine direkte Auswirkung auf die lokalen und globalen Ökosysteme. In Alberta zerstört diese Form der Ölextraktion vollständig den borealen Wald, die Moore, die Flüsse sowie die natürliche Landschaft.[4] Es ist zweifelhaft, ob sich in den Abbaugebieten jemals wieder das bisherige natürliche Ökosystem entwickeln wird. Trotz Projekten der Bergbauindustrie, welche die Zurückgewinnung des borealen Waldes in Alberta zum Ziel haben, ist mehr als 30 Jahre nach Beginn des Abbaus keines der Gebiete als „zurückgewonnen“ zertifiziert.

Für jedes produzierte Barrel synthetischen Öls werden mehr als 80 Kilogramm Treibhausgase in die Atmosphäre freigegeben und ungefähr 4 Barrel des Abwassers werden in Teiche entleert. Das erwartete Wachstum der Erdölgewinnung in Kanada bedroht dessen internationalen Verpflichtungen. Als Kanada das Kyoto-Protokoll bestätigte, war es damit einverstanden, seine Treibhausgasemissionen um 6 Prozent bis 2012 zu verringern. Dennoch hatten um 2002 die Treibhausgasemissionen Kanadas um 24 Prozent zugenommen. Wie The Guardian am 27. November 2011 meldet, wird Kanada in seinen Abbauplänen gegenüber den zu erwartenden EU-Umweltauflagen von der britischen Regierung insgeheim unterstützt.[5]

Siehe auch

Einzelnachweise

  1. Alberta Department of Energy (Englisch)
  2. Esso verkündet das „Öldorado 2003“, Telepolis 20. Juni 2003
  3. Erdöl-Förderer ohne Risiko, WirtschaftsWoche/Hankes Börsen-Bibliothek 19. Juli 2011
  4. Peter Mettler: Petropolis. Aerial Perspectives on the Alberta Tar Sands. Dokumentarfilm, Kanada 2009
  5. Damian Carrington: UK secretly helping Canada push its oil sands project The Guardian, 27. November 2011

Weblinks

Wiktionary Wiktionary: Ölsand – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

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